KR101741790B1

KR101741790B1 - 증발가스 처리 시스템

Info

Publication number: KR101741790B1
Application number: KR1020150103516A
Authority: KR
Inventors: 손수정; 류승각; 장재형; 이두영; 유진열
Original assignee: 대우조선해양 주식회사
Priority date: 2015-07-22
Filing date: 2015-07-22
Publication date: 2017-06-15
Also published as: KR20170011239A

Abstract

증발가스 처리 시스템이 개시된다. 본 발명의 증발가스 처리 시스템은, 압축기와 중간 냉각기가 교대로 마련되어, LNG가 저장된 선박의 저장탱크로부터 발생하는 BOG(Boil Off Gas)를 공급받아 압축하는 다단압축기; 상기 다단압축기에서 압축된 압축가스를, 상기 다단압축기로 상류에서 상기 다단압축기로 공급될 미압축된 BOG와 열교환으로 냉각시키고 감압하여 액화시키는 재액화부; 및 상기 다단압축기 및 재액화부의 상류에 마련되어 상기 저장탱크로부터 발생하는 BOG를 공급받아 상기 저장탱크로부터 공급되는 LNG를 분사하여 냉각하고 상기 재액화부로 공급하는 인라인 믹서;를 포함하는 것을 특징으로 한다.

Description

증발가스 처리 시스템{BOG Treatment System}

본 발명은 증발가스 처리 시스템에 관한 것으로, 더욱 상세하게는 다단압축기 및 재액화부의 상류에 저장탱크로부터 발생하는 BOG를 공급받아 저장탱크로부터 공급되는 LNG를 분사하여 냉각하고 재액화부 및 다단압축기로 공급하는 인라인 믹서를 다단압축기 및 재액화부의 상류에 마련하여, 균일하고 고효율인 재액화 성능을 가지는 증발가스 처리 시스템에 관한 것이다.

액화천연가스(Liquefied Natural Gas, 이하 "LNG"라 함)는 메탄(methane)을 주성분으로 하는 천연가스를 약 -162℃로 냉각해서 액화시킴으로써 얻을 수 있는 무색투명한 액체로서, 천연가스와 비교해 약 1/600 정도의 부피를 갖는다. 따라서, 천연가스 이송 시 LNG로 액화시켜 이송할 경우 매우 효율적으로 이송할 수 있으며, 일 예로 LNG를 해상으로 수송(운반)할 수 있는 LNG 운반선이 사용되고 있다.

천연가스의 액화온도는 상압 -160℃ 내외의 극저온이므로, LNG는 온도변화에 민감하여 온도가 약간만 높아져도 쉽게 증발된다. LNG 운반선의 LNG 저장탱크의 경우 단열처리가 되어 있기는 하지만, 외부의 열이 LNG 저장탱크에 지속적으로 전달되므로, LNG 운반선에 의한 LNG 수송과정에서 LNG가 LNG 저장탱크 내에서 지속적으로 자연 기화되어 LNG 저장 탱크 내에 증발가스(Boil-Off Gas, BOG)가 발생한다.

선박으로 운송할 경우 단열 구조를 갖추더라도, 저장 용기 내에서 발생하는 증발가스(BOG)의 양은 약 0.05 vol%/day에 이르며, 종래 액화천연가스 운반선의 운항시 시간당 4 내지 6 톤(t), 한번 운항시 약 300톤의 액화천연가스가 증발가스화되는 것으로 알려진다.

BOG는 일종의 LNG 손실로서 LNG의 수송효율에 있어서 중요한 문제이며, LNG 저장탱크 내에 증발가스가 축적되면 LNG 저장탱크 내의 압력이 과도하게 상승하여 탱크가 파손될 위험이 있으므로, LNG 저장탱크 내에서 발생하는 BOG를 처리하기 위한 다양한 방법이 연구되고 있다.

최근에는 BOG의 처리를 위해, BOG를 재액화하여 저장탱크로 복귀시키는 방법, BOG를 선박의 엔진의 에너지원으로 사용하는 방법 등이 사용되고 있다. 그리고 잉여의 BOG에 대해서는 가스연소유닛(Gas Combustion Unit, GCU)에서 연소시키는 방법을 사용하고 있다.

가스연소유닛은 BOG를 달리 활용할 데가 없는 경우 저장탱크의 압력 조절을 위하여 불가피하게 잉여의 BOG를 연소하는 것으로서, BOG가 가지고 있는 화학 에너지를 연소에 의해 낭비하는 결과를 초래한다는 문제가 있다.

LNG 운반선의 추진 시스템에서 메인 추진 장치로서 이중 연료 연소(Dual Fuel, DF) 엔진을 적용하는 경우, LNG 저장탱크 내에서 발생하는 증발가스를 DF 엔진의 연료로서 사용하여 증발가스를 처리할 수 있는데, LNG 저장탱크 내에서 발생하는 증발가스의 양이 DF 엔진에서 선박의 추진에 사용되는 연료의 양을 초과하는 경우에, LNG 저장탱크를 보호하기 위해 증발가스를 가스 연소기로 보내어서 소각시키기도 한다.

최근에는 BOG의 처리를 위해, BOG를 재액화하여 저장탱크로 복귀시키는 방법, BOG를 선박의 엔진 등 연료소비처의 에너지원으로 사용하는 방법 등이 사용되고 있다.

본 출원인은 2013년 7월 10일에 출원번호 제10-2013-0081029호로 증발가스를 냉각 유체로 이용하여 증발가스 자체의 냉열을 이용하는 재액화 장치에 대해 제안하였다. 제10-2013-0081029호의 특허로 제안된 부분재액화장치(PRS; Partial Re-liquefaction System)는 저장탱크 외부로 배출된 증발가스를 증발가스 자체를 냉매로 이용하여 재액화시키는 장치로서, 가격이 비싼 재액화 장치를 별도로 설치하지 않고도 증발가스를 재액화할 수 있어, 액화천연가스 저장탱크의 전체적인 자연기화율(BOR; Boil-off Rate)을 효율적으로 감소시킬 수 있는 획기적인 기술로 평가받고 있다.

도 1은 본 출원인의 출원번호 제10-2013-0081029호 발명의 재액화장치에 대한 개략적인 구성도이다. 도 1을 참조하여 재액화장치에서 증발가스를 재액화시키는 과정을 간략히 설명하면 다음과 같다.

저장탱크(10)로부터 배출된 증발가스는 다수개의 압축기(30)와 인터쿨러(미도시)를 포함하는 다단 압축기를 통해 압축될 수 있다. 도 1에 도시된 압축기에서는 다섯 개의 압축기(30)를 통과하면서 다섯 단계의 압축 및 냉각이 번갈아 이루어지며 압축된다. 압축과정을 모두 거친 증발가스의 일부는 고압의 연료를 필요로 하는 고압 연료 소비처(E1), 예를 들어 ME-GI 엔진과 같은 고압 엔진으로 보내지고, 압축된 가스의 잔량은 열교환기(20)로 보낸다. 다단 압축과정을 거쳐 열교환기(20)로 공급된 증발가스(A라인)는 저장탱크(10)로부터 배출되어 압축기로 도입될 증발가스(B라인)와 열교환기(20)에서 열교환하게 된다. 압축과정을 통해 증발가스의 온도가 높아지므로 이러한 압축된 증발가스를 냉각시키는 냉매로서, 저장탱크(10)로부터 배출된 압축 전의 증발가스를 이용하는 것이다.

압축 후 열교환기(20)에서 열교환을 통해 냉각된 증발가스(C라인)는 감압장치(40)에서 감압된다. 열교환기(20) 및 감압장치(40)를 통과하면서 압축된 증발가스의 적어도 일부가 재액화된다. 기액분리기(50)에서는 재액화된 액화천연가스와 기체 상태로 남아 있는 증발가스를 분리하여 재액화된 증발가스는 저장탱크(10)로 돌려보내고, 기체 상태로 남아 있는 증발가스(D라인)는 저장탱크(10)로부터 배출되는 증발가스(B라인)와 함께 다시 열교환기(20)로 보낸다.

선박 등에 다단 압축기 모두를 통과한 가스보다 저압의 가스를 공급받는 저압 연료소비처가 있는 경우에는, 다단 압축기 중 일부만을 거친, 예를 들어 다섯 개의 압축기(30) 중 세 개의 압축기를 가스 일부를 이러한 저압 연료 소비처(E2)에 연료로 공급할 수 있다. 또한, 저장탱크(10)로부터의 증발가스 발생량이 많아 고압 및 저압 연료소비처의 연료로 공급하고, 부분재액화장치에 의해 재액화시킨 후에도 남는 경우에는, 배출(Vent)시키거나 가스연소장치(GCU; Gas Combustion Unit)로 보내 소각시킨다.

이러한 본 출원인의 선행발명은 저장탱크에서 발생하는 증발가스를 효과적으로 처리할 수 있는 장치이나, 저장탱크에서 발생한 증발가스가 바로 열교환기(20) 및 압축기(30)로 유입됨에 따라 BOG의 온도가 변할 수 있어 재액화 성능이 균일하지 않고 변화하는 문제가 있었다.

본 발명은 이러한 문제를 해결하기 위한 것으로 재액화 성능이 균일하며 재액화 효율이 높은 증발가스 처리 시스템을 제안하고자 한다.

본 발명의 일 측면에 따르면, 압축기와 중간 냉각기가 교대로 마련되어, LNG가 저장된 선박의 저장탱크로부터 발생하는 BOG(Boil Off Gas)를 공급받아 압축하는 다단압축기;

상기 다단압축기에서 압축된 압축가스를, 상기 다단압축기로 상류에서 상기 다단압축기로 공급될 미압축된 BOG와 열교환으로 냉각시키고 감압하여 액화시키는 재액화부; 및

상기 다단압축기 및 재액화부의 상류에 마련되어 상기 저장탱크로부터 발생하는 BOG를 공급받아 상기 저장탱크로부터 공급되는 LNG를 분사하여 냉각하고 상기 재액화부로 공급하는 인라인 믹서;를 포함하는 증발가스 처리 시스템이 제공된다.

바람직하게는 상기 재액화부는, 상기 다단압축기에서 압축된 압축가스를, 상기 다단압축기로 상류에서 상기 다단압축기로 공급될 미압축된 BOG와 열교환으로 냉각시키는 열교환기와, 상기 열교환기에서 냉각된 상기 압축가스를 공급받아 감압하는 감압장치와, 상기 감압장치로부터 감압된 상기 압축가스를 공급받아 기액분리하는 기액분리기를 포함하되, 상기 인라인 믹서에서 냉각된 상기 BOG는 상기 기액분리기 및 열교환기를 거쳐 상기 다단압축기로 공급될 수 있다.

바람직하게는, 상기 다단압축기로부터 압축된 압축가스는 상기 선박에 마련되는 고압가스 분사 엔진으로 공급될 수 있다.

바람직하게는, 상기 저장탱크로부터 LNG를 공급받아 압축 및 기화시켜 상기 고압가스 분사 엔진으로 공급하는 연료공급부를 더 포함할 수 있다.

바람직하게는 상기 연료공급부는, 상기 LNG 저장탱크로부터 LNG를 공급받아 상기 고압가스 분사 엔진의 연료 필요압력으로 압축하는 고압펌프와, 상기 고압펌프로부터 압축된 LNG를 공급받아 기화시키는 기화기를 포함할 수 있다.

바람직하게는, 상기 다단압축기의 일부를 거쳐 압축된 압축가스는 상기 선박에 마련되는 저압가스 분사 엔진으로 공급될 수 있다.

바람직하게는 상기 연료공급부는, 상기 기화기의 하류에 마련되어 상기 압축 및 기화된 LNG를 상기 저압가스 분사 엔진의 연료 필요압력으로 감압하는 감압기와, 상기 감압기에서 감압된 상기 LNG를 상기 저압가스 분사 엔진의 연료 필요온도로 가열하는 히터;를 더 포함하여, 상기 감압기 및 히터를 거친 LNG는 상기 저압가스 분사 엔진으로 공급될 수 있다.

본 발명의 다른 측면에 따르면, 선박의 저장탱크에 저장된 LNG로부터 발생하는 BOG(Boil Off Gas)를 반복하여 압축 및 중간냉각시켜 압축하는 제1 스트림; 제1 스트림으로부터 압축된 BOG를, 상기 저장탱크로부터 발생하여 상기 제1 스트림으로 공급될 미압축된 BOG와 열교환으로 냉각하고 감압하여 액화시키는 제2 스트림; 및 상기 제2 스트림과 열교환될 미압축된 BOG에 상기 저장탱크로부터 LNG를 공급하여 냉각시키는 제3 스트림;을 포함하는 증발가스 처리 시스템이 제공된다.

바람직하게는, 상기 제1 스트림에서 압축된 BOG를 상기 선박에 마련된 고압가스 분사 엔진으로 공급하는 제4 스트림과, 상기 제1 스트림의 일부만을 거쳐 압축된 BOG를 상기 선박에 마련된 저압가스 분사 엔진으로 공급하는 제5 스트림을 더 포함할 수 있다.

바람직하게는, 상기 저장탱크로부터 LNG를 펌핑하여 압축하고 기화시켜 상기 고압가스 분사 엔진으로 공급하는 제6 스트림과, 상기 제6 스트림으로부터 분기되며 압축 및 기화된 LNG를 감압하고 가열하여 상기 저압가스 분사 엔진으로 공급하는 제7 스트림을 더 포함할 수 있다.

본 발명의 증발가스 처리 시스템은 저장탱크에서 발생하는 BOG를 증발가스 및 LNG 자체의 냉열을 이용하여 재액화시킬 수 있는 시스템으로써, 별도의 냉매 시스템을 필요로 하지 않으므로, 초기 설치비 부담과 설비 규모를 줄일 수 있고, 유지보수도 편리해진다. 특히 인라인 믹서를 통해 LNG를 BOG에 분사하여 냉각한 후 재액화부 및 다단압축기에 공급함으로써 BOG의 온도를 일정하게 유지할 수 있어 재액화 성능을 균일하게 유지할 수 있고, BOG의 온도를 낮춤으로써 재액화 효율을 높일 수 있다.

또한 필요에 따라 압축된 증발가스를 선내 엔진의 연료로 공급하여 처리할 수도 있으므로 GCU 등에서 연소로 낭비되는 천연가스량을 줄일 수 있어 경제성을 높일 수 있다.

이와 같이 효과적인 BOG 처리를 통해 저장탱크 및 선박의 안전을 확보하고, LNG의 수송효율을 높이고, 별도의 냉매 시스템을 구성하지 않고 BOG 및 LNG를 이용하여 압축된 BOG를 냉각하고 재액화하므로 비용을 절감하며, 선내 공간 확보에 기여할 수 있다.

도 1은 본 출원인의 선행특허로 증발가스를 처리할 수 있는 부분재액화 장치를 개략적으로 도시한다.
도 2는 본 발명의 일 실시예에 따른 증발가스 처리 시스템으로 개략적으로 도시한다.

본 발명과 본 발명의 동작상의 이점 및 본 발명의 실시에 의하여 달성되는 목적을 충분히 이해하기 위해서는 본 발명의 바람직한 실시 예를 예시하는 첨부 도면 및 첨부 도면에 기재된 내용을 참조하여야만 한다.

이하, 첨부된 도면을 참조하여 본 발명의 바람직한 실시 예를 설명함으로써, 본 발명을 상세히 설명한다. 각 도면에 제시된 동일한 참조부호는 동일한 부재를 나타낸다.

우선, 본 발명의 후술하는 증발가스 처리 시스템은, 저온 액체화물 또는 액화가스를 저장할 수 있는 저장탱크가 설치된 모든 종류의 선박과 해상 구조물, 즉 LNG 운반선, LEG(Liquefied Ethane Gas) 운반선, LNG RV와 같은 선박을 비롯하여, LNG FPSO, LNG FSRU와 같은 해상 구조물에서 증발가스 처리를 위해 적용될 수 있다.

후술하는 실시예에서는 설명의 편의상 대표적인 저온 액체화물인 LNG를 예로 들어 설명하지만, 이에 한정하는 것이 아니며, 이러한 저장탱크에 저장되는 액화가스는 저온에서 액화시켜 수송할 수 있는 모든 액체화물일 수 있다. 예를 들어 LNG외에도, LEG, LPG, 액화질소나, 에틸렌, 아세틸렌, 프로필렌 등과 같은 액화 가스가 이에 해당할 수 있다. 이러한 액화 가스로부터 발생하는 증발가스의 처리를 위해 본 실시예를 적용할 수 있다.

도 2에는 본 발명의 일 실시예에 따른 증발가스 처리 시스템을 개략적으로 도시하였다.

도 2에 도시된 바와 같이 본 실시예의 시스템은, 압축기(110a, 110b, 110c, 110d, 110e)와 중간 냉각기(120a, 120b, 120c, 120d, 120e)가 교대로 마련되어, LNG가 저장된 선박의 저장탱크(T)로부터 발생하는 BOG(Boil Off Gas)를 공급받아 압축하는 다단압축기(100)와, 다단압축기에서 압축된 압축가스를, 다단압축기로 상류에서 상기 다단압축기로 공급될 미압축된 BOG와 열교환으로 냉각시키고 감압하여 액화시키는 재액화부(200)를 포함하는데, 특히 저장탱크로부터 발생하는 BOG를 공급받아 저장탱크로부터 공급되는 LNG를 분사하여 냉각한 후 이를 재액화부로 공급하는 인라인 믹서(inline-mixer, 300)를 다단압축기 및 재액화부의 상류에 마련하는 것이 특징이다.

저장탱크(T)에서 발생하는 BOG의 온도는 다단압축기를 거쳐 압축된 압축가스의 온도보다 낮으므로 본 실시예의 시스템에서는 저장탱크에서 발생하는 BOG를 재액화부에서 압축가스의 냉각을 위한 냉매로 이용한다. 그런데 저장탱크에 저장된 LNG의 양이 많을 때에는 BOG의 온도가 낮지만, 저장탱크에 LNG를 적재(loading)한 직후나, 탱크에 저장된 LNG의 양이 적은 경우 등에는 BOG의 온도가 상대적으로 높을 수 있다. 이처럼 저장탱크에서 발생하는 BOG의 온도가 높아지면 압축가스에 BOG는 충분한 냉열을 공급하지 못할 수 있고, 다단압축기로 도입되는 BOG의 온도도 높아짐에 따라 압축 효율도 떨어져, BOG의 재액화 성능이 떨어질 수 있다.

본 실시예는 이러한 문제를 해결하기 위하여 재액화부(200)의 상류에 인라인 믹서(300)를 마련하여, 재액화부 및 다단압축기로 도입될 BOG에 저장탱크로부터 공급되는 -160℃ 내외인 LNG를 분사하여 인라인 믹서에서 냉각한 후 재액화부로 공급함으로써, 재액화부에서 냉매인 BOG의 온도를 일정하게 낮게 유지할 수 있어 재액화 효율을 높이고, 재액화 성능을 일정하게 유지할 수 있다.

저장탱크로부터 인라인 믹서로의 LNG 공급은 쿨링 라인(CL)을 통해 이루어질 수 있으며, 저장탱크로부터의 펌핑을 위한 펌프(P)는 탱크 내에 액중(液中)펌프로 기 설치된 스트리핑(stripping) 펌프나 카고(cargo) 탱크를 활용할 수도 있고 별도의 펌프를 추가로 마련할 수도 있다.

재액화부(200)는, 다단압축기(100)에서 압축된 압축가스를, 다단압축기로 상류에서 다단압축기로 공급될 미압축된 BOG와 열교환으로 냉각시키는 열교환기(210)와, 열교환기에서 냉각된 압축가스를 공급받아 감압하는 감압장치(220)와, 감압장치로부터 감압된 압축가스를 공급받아 기액분리하는 기액분리기(230)를 포함한다.

다단압축기(100)는, BOG를 압축하는 압축기(110a, 110b, 110c, 110d, 110e), 즉 압축실린더와, 압축되면서 온도가 상승한 BOG를 냉각시키기 위한 중간 냉각기(120a, 120b, 120c, 120d, 120e)가 교대로 마련된 장치로, BOG를 효과적으로 재액화할 수 있도록 임계압력 이상의 압력으로 BOG를 압축하게 된다. BOG의 대부분을 이루는 메탄의 임계압력은 약 55 bara 정도이므로, 다단압축기는 예를 들어 BOG를 70 bara 이상, 바람직하게는 약 100 bara 이상의 압력으로 압축할 수 있다. 도 1에는 5개의 압축기와 5개의 중간 냉각기를 포함하는 다단압축기를 예시하였으나, 압축기와 중간 냉각기의 개수는 필요에 따라 변경될 수 있다.

저장탱크(T)로부터 배출되어 다단압축기(100)에서 압축되는 BOG를 제1 스트림이라고 하고, 다단압축기로의 후단으로부터 냉각 및 감압되어 저장탱크로 복귀되는 압축가스의 흐름을 제2 스트림이라고 할 때, 제2 스트림은, 저장탱크로부터 배출된 후 다단압축기로 공급되는 증발가스 제1 스트림과 열교환기에서 열교환을 통해 냉각된다.

압축 후 냉각된 BOG 또는 냉각을 통해 응축된 LNG는 감압수단(220)으로 공급되어 단열팽창된다. 감압수단을 예를 들어 J-T 밸브나 팽창기(expander)일 수 있으며, 이를 거쳐 단열팽창되면서 BOG는 추가로 냉각될 수 있다. 감압수단을 거쳐 단열팽창된 BOG 또는 LNG는 기액분리기(230)로 공급되어, 기상과 액상으로 기액 분리되고, 액상인 LNG는 저장탱크로 저장된다.

인라인 믹서(300)에서 LNG로 냉각된 BOG도 기액분리기(230)로 공급되어, 기액분리기에서 condensate를 제거한 후, 기체만을 열교환기(210)에 냉매로써 공급하여 압축된 BOG, 즉 압축가스와 열교환시킨다. 압축가스와 열교환을 마친 BOG는 다단압축기(100)로 공급되어 압축된다.

한편, 선내에 천연가스를 연료로 소비하는 엔진, 예를 들어 고압가스 분사 엔진이 마련되는 경우, 다단압축기(100)로부터 압축된 압축가스는 선박에 마련되는 고압가스 분사 엔진(E1)으로 공급될 수도 있다. 고압가스 분사 엔진에서 필요로 하는 연료의 필요량에 따라 압축된 증발가스 전부를 고압 천연가스 분사 엔진에 공급할 수도 있고, 압축된 증발가스 중 일부는 재액화하고, 일부는 고압 천연가스 분사 엔진으로 공급할 수도 있다. 이를 위해 다단압축기(100)의 후단으로부터 재액화 라인(RL)과 가스연료공급라인(GSL1)이 마련된다.

고압가스 분사 엔진(E1)은 예를 들어 선박의 추진용 엔진일 수 있으며, 일 예로 선박의 추진을 위해 프로펠러에 직결되어 사용될 수 있으며, 저속 2행정 고압 천연가스 분사 엔진인 ME-GI 엔진일 수 있다.

이와 같은 ME-GI 엔진은 그 부하에 따라 대략 150 ∼ 400 bara(절대압력) 정도의 고압의 가스 공급 압력이 요구하는데, ME-GI 엔진이 마련되는 경우 전술한 다단압축기는 이에 맞추어 압축기와 중간 냉각기의 개수를 설치할 수 있고, 일 예로 도 2에 도시된 바와 같이 5개의 압축기(110a, 110b, 110c, 110d, 110e)와 중간 냉각기(120a, 120b, 120c, 120d, 120e)를 마련할 수 있다.

한편, 시스템에는 저장탱크로부터 LNG를 공급받아 압축 및 기화시켜 고압가스 분사 엔진으로 공급하는 연료공급부(400)가 추가로 마련될 수 있다. 기체 상태인 BOG를 직접 다단압축기로 고압으로 압축하여 연료로 공급하는 것은 전력 소비량이 많고, 엔진의 부하와 BOG의 발생량에 따라 엔진의 연료 필요량이 BOG 발생량보다 많을 수도 있기 때문에 본 시스템은 연료공급부를 마련하여, 저장탱크에 저장된 LNG를 엔진 연료로 공급할 수 있도록 구성하였다.

이를 위해 연료공급부(400)는, LNG 저장탱크로부터 LNG를 공급받아 고압가스 분사 엔진(E1)의 연료 필요압력, 예를 들어 150 내지 400 bara로 압축하는 고압펌프(410a, 410b)와, 고압펌프로부터 압축된 LNG를 공급받아 기화시키는 기화기(420)를 포함한다. 고압펌프 및 기화기를 거쳐 압축 및 기화된 LNG는 고압가스 분사 엔진의 연료로 공급된다.

다만 초임계 상태에서는 기체와 액체를 구분할 수 없으므로, '압축된 LNG가 기화된다'라는 표현은 압축된 LNG에 열에너지를 공급하여 온도를 높인다(또는, 밀도가 높은 초임계 상태에서 밀도가 낮은 초임계 상태로 변화한다)는 의미일 수 있다.

한편, 선내에는 상술한 고압가스 분사 엔진 외에 상이한 압력의 가스를 연료로 공급받는 저압가스 분사 엔진(E2)도 마련될 수 있는데, 다단압축기로부터 압축된 압축가스는 이러한 엔진의 연료로 공급될 수도 있다. 예를 들어 이러한 엔진은 다단압축기(100)의 일부만을 거쳐 압축된 저압의 압축가스를 공급받을 수 있다.

이러한 저압가스 분사 엔진은 예를 들어 3 내지 15 bara 정도의 연료가스를 공급받아, 엔진의 구동력에 의해 발전기를 구동시켜 전력을 얻고, 이 전력을 이용하여 추진용 모터를 구동시키거나 각종 장치나 설비를 운전하도록 선내에 마련되는 DF 엔진일 수 있다. DF 엔진은 다단압축기의 중간 단, 예를 들어 3단의 압축기와 중간 냉각기를 거쳐 압축된 압축가스를 공급라인(GSL2)을 통해 공급받을 수 있고, 연료공급부로부터 압축 및 기화된 LNG를 감압하여 연료로 공급받을 수도 있다.

연료공급부(400)는 이를 위해, 기화기(420)의 하류에 마련되어 압축 및 기화된 LNG를 저압가스 분사 엔진의 연료 필요압력으로 감압하는 감압기(430)와, 감압기에서 감압된 LNG를 저압가스 분사 엔진의 연료 필요온도로 가열하는 히터(440)를 더 포함하게 되고, 감압기 및 히터를 거친 LNG는 저압가스 분사 엔진(E2)으로 공급될 수 있다. 연료공급부의 연료공급라인(LSL)은 기화기의 하류에서 고압가스 분사 엔진으로 공급되는 제1 라인(LSL1)과 저압가스 분사 엔진으로 공급되는 제2 라인(LSL2)으로 분기된다. 한편 도 2에 도시된 바와 같이, 전술한 인라인 믹서에서의 BOG 냉각을 위한 쿨링 라인(CL)도 연료공급라인(LSL)의 고압펌프 상류로부터 분기시켜 마련할 수도 있다.

DF 엔진에 공급되는 압축 및 기화된 LNG의 메탄가 조절이 필요한 경우, 탄소수 2 또는 3 이상인 중탄화수소(HHC; heavy hydrocarbon)를 제거하여 메탄가를 높이기 위한 세퍼레이터(미도시)가 추가로 마련될 수 있다.

한편, ME-GI 엔진 및 DF 엔진 등은 천연가스 외에 OIL도 연료로 공급받을 수 있는 엔진이므로, 이들 엔진으로 OIL을 공급하는 오일공급라인(OL)도 추가로 마련될 수 있다.

상술한 바와 같이 본 실시예의 시스템은 증발가스를, 선내 엔진의 연료로서 사용하거나, 재액화시켜 다시 저장탱크로 복귀시켜 저장할 수 있기 때문에, GCU 등에서 소모하여 버려지는 증발가스의 양을 감소시키거나 없게 할 수 있게 되고, 질소 등 별도의 냉매를 사용하는 재액화 장치를 설치할 필요 없이 증발가스를 재액화하여 처리할 수 있게 된다. 따라서 연료의 낭비를 막을 수 있으면서, 필요에 따라 증발가스를 다양하게 처리하도록 시스템을 운용할 수 있고, 시스템의 일부를 유지 보수할 때에도 다른 부분에서 증발가스를 처리할 수 있어, 지속적으로 증발가스를 처리할 수 있다.

특히 재액화 시 냉매인 BOG의 온도를 일정하게 저온으로 유지할 수 있어 재액화 효율이 높고, 재액화 성능을 일정하게 유지할 수 있어 안정적인 시스템 운용이 가능하다. 또한 기액분리기의 상류에 인라인 믹서를 추가하는 방식으로 기존의 재액화 시스템을 개조하여 본 시스템을 적용함으로써, 기존 재액화 시스템의 성능 개선을 위해서도 널리 활용할 수 있다.

본 발명은 상기 실시예에 한정되지 않고, 본 발명의 기술적 요지를 벗어나지 아니하는 범위 내에서 다양하게 수정 또는 변형되어 실시될 수 있음은 본 발명이 속하는 기술분야에서 통상의 지식을 가진 자에 있어서 자명한 것이다.

T: 저장탱크
100: 다단압축기
200: 재액화부
300: 인라인 믹서
400: 연료공급부
E1: 고압가스 분사 엔진
E2: 저압가스 분사 엔진

Claims

증발가스 처리 시스템에 있어서,
저장탱크로부터 배출된 증발가스(Boil Off Gas)를 압축시키는 다단압축기;
상기 저장탱크로부터 배출된 증발가스에 액화천연가스를 분사하여, 증발가스를 냉각시키는 인라인 믹서;
상기 인라인 믹서를 통과한 유체를 기체 상태의 천연가스와 액화천연가스로 분리시키는 기액분리기;
상기 기액분리기에 의해 분리된 기체 상태의 천연가스를 냉매로, 상기 다단압축기에 의해 압축된 증발가스를 열교환시켜 냉각시키는 열교환기; 및
상기 열교환기에 의해 냉각된 유체를 감압시키는 감압장치;를 포함하고,
상기 감압장치에 의해 감압된 유체는 상기 기액분리기로 보내지고,
상기 증발가스 처리 시스템은, 상기 저장탱크로부터 배출된 증발가스를 상기 인라인 믹서에 의해 냉각시킨 후 상기 기액분리기에 의해 분리된 기체 상태의 천연가스를 상기 열교환기의 냉매로 사용함으로써, 상기 저장탱크로부터 배출된 증발가스를 상기 인라인 믹서 및 상기 기액분리기를 통과시키지 않고 바로 상기 열교환기에서 냉매로 사용하는 것보다, 재액화 효율이 높아지는 것을 특징으로 하는, 증발가스 처리 시스템.
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청구항 1에 있어서,
상기 다단압축기에 의해 압축된 압축가스는 고압가스 분사 엔진으로 공급되는, 증발가스 처리 시스템.
청구항 3에 있어서,
상기 저장탱크로부터 액화천연가스를 공급받아 압축 및 기화시켜 상기 고압가스 분사 엔진으로 공급하는 연료공급부를 더 포함하고,
상기 연료공급부는,
상기 저장탱크로부터 배출된 액화천연가스를 상기 고압가스 분사 엔진의 연료 필요압력으로 압축시키는 고압펌프; 및
상기 고압펌프에 의해 압축된 액화천연가스를 기화시키는 기화기;를 포함하는, 증발가스 처리 시스템.
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청구항 4에 있어서,
상기 다단압축기의 일부를 거쳐 압축된 압축가스는 저압가스 분사 엔진으로 공급되는, 증발가스 처리 시스템.
청구항 6에 있어서,
상기 연료공급부는,
상기 기화기에 의해 기화된 천연가스를 상기 저압가스 분사 엔진의 연료 필요압력으로 감압시키는 감압기; 및
상기 감압기에 의해 감압된 천연가스를 상기 저압가스 분사 엔진의 연료 필요온도로 가열하는 히터;를 더 포함하고,
상기 감압기 및 히터를 거친 천연가스는 상기 저압가스 분사 엔진으로 공급되는, 증발가스 처리 시스템.
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